Masteroppgave 2017 30 stp Fakultet for realfag og teknologi
Nordiske markedsløsninger for et fornybarintensivt pan-Europeisk kraftsystem
En litteraturstudie i tre hovedutfordringer for det nordiske synkronområdet: langsiktig ressurstilstrekkelighet, kortsiktig balanse og effektiv nettbruk
Sveinung Fossnes
Industriell Økonomi
NORGES MILJØ- OG BIOVITENSKAPELIGE UNIVERSITET
FAKULTET FOR REALFAG OG TEKNOLOGI
MASTEROPPGAVE I INDUSTRIELL ØKONOMI, 30 STUDIEPOENG
NORDISKE MARKEDSLØSNINGER FOR ET FORNYBARINTENSIVT PAN-EUROPEISK
KRAFTSYSTEM
EN LITTERATURSTUDIE I TRE UTFORDRINGER FOR DET NORDISKE SYNKRONOMRÅDET:
LANGSIKTIG RESSURSTILSTREKKELIGHET, KORTSIKTIG BALANSE OG EFFEKTIV NETTBRUK
Av Sveinung Fossnes
Veileder: Sonja Monica Berlijn,
professor ved Fakultet for Realfag og Teknologi, F&U-direktør Statnett SF
11. mai 2017
Sammendrag
En politisk beslutning om subsidiering av uregulerbar fornybar energi (UFE) og en klar dreining mot et mer harmonisert og integrert pan-Europeisk kraftsystem danner grunnlaget for nye utfordringer for kraftsystemet. UFE har en spesiell karakteristikk som ikke passer godt med dagens kraftmarked som ble designet for konvensjonelle og sentraliserte kraftstasjoner. Spesielt viktig er prognoseusikkerhet, elektrisk frikobling fra nettets frekvens og lave marginalkostnader. Subsidiering gir grunnlaget for et
hybridmarked med ”to-stegs konkurranse” der UFE først konkurrerer om å få subsidier, og deretter konkurrerer i energimarkedet mot konvensjonelle aktører, som må få full inntjening i energimarkedet alene. Samtidig gjennomføres det en stadig tettere integrering mellom kraftsystem i hele Europa gjennom harmonisering av regler og utbygging av overføringskapasitet mellom land. Dette kombinert med UFE fører til stadig større og hyppigere flytendringer som gir en større usikkerhet i systemet.
På bakgrunn av dette er det foretatt en litteraturundersøkelse for å gjennomføre en helhetlig behandling av utfordringene. Målet er å identifisere hovedutfordringer for Norden og markedsdesign som er forslått i litteraturen for å møte disse. Statnett og NVE er ansvarlige for markedsdesignet i Norge og deres publikasjoner er et naturlig
utgangspunkt, men litteraturstudiet har i tillegg søkt i internasjonale publikasjoner for å videre belyse problemstillingen. Målet er en helhetlig behandling av et komplekst
system, med anbefalinger mot videre arbeid. Oppgaven har identifisert tre utfordringer for dagens kraftsystem på nevnt bakgrunn; sikre langsiktig ressurstilstrekkelighet, kortsiktig stabilitet og effektiv nettbruk.
Langsiktig ressurstilstrekkelighet trues av manglende prisinsentiver for viktige aktører i markedet som tilbyr kapasitet i perioder med lite UFE. Samtidig planlegger mange Europeiske land i stadig større grad å dekke fremtidig kraftunderskudd med import.
Denne oppgaven identifiserer markedsløsninger som kapasitetsmarked og strategiske reserver for å møte utfordringen, men avdekker også at disse løsningene har problemer med å levere ressurstilstrekkelighet på en kostnadseffektiv måte. Oppgaven anbefaler derfor å fortsette å overvåke utviklingen og søke felleseuropeiske løsninger som unngår at nasjonale kraftsystem optimaliserer sitt eget system uten å se på helheten.
Kortsiktig stabilitet trues av større flytendringer og et skift i kraftmiksen som tilbyr mindre rotasjonsenergi og kontrollerbar kraftproduksjon. Oppgaven fokuserer på frekvenskvalitet som utfordres av både strukturelle og stokastiske ubalanser. Samtidig identifiseres det en effektiv uelastisk etterspørsel blant husholdninger som gjør at produksjonssiden må stå for brorparten av fleksibiliteten selv om det tekniske potensialet i forbrukerfleksibilitet er stort. For å møte de strukturelle og stokastiske ubalansene anbefaler oppgaven å fortsette arbeidet med å implementere 15 minutters oppløsning i energimarkedet og utforske muligheten for minuttoppløsning. En annen løsning som det anbefales å følge opp er kontinuerlig ramping på
mellomlandsforbindelsene som utredes av ENTSO-E. Med tjenester som AMS og Elhub virker også tiden moden for å utnytte den potensielle forbrukerfleksibiliteten gjennom Time-of use prising eller effekttariffer for husholdninger, og det anbefales å arbeide videre med å utrede utfordringer og løsninger for best mulig utnyttelse av denne fleksibiliteten.
Effektivt nettbruk blir utfordret av større og hyppigere flytendringer samtidig som dagens områdeinndeling er for grov til å speile den sanne verdien av ressursene der de er lokalisert. Statnett må også estimere tilgjengelig overføringskapasitet før
markedsklarering, som byr på effektivitetsutfordringer. Løsninger behandlet i denne oppgaven som det anbefales å arbeide videre med er flytbasert markedskobling og nodeprising. Flytbasert markedskobling introduserer en enkel nettverksmodell i
markedsklareringsalgoritmen til Nord Pool som kan gi et bedre beslutningsgrunnlag for effektiv nettbruk, og er i disse dager ute på høring. Nodeprising deler nettet inn i noder istedenfor budområder og klarerer markedet basert på mer detaljert informasjon. Den strengt teoretiske utgaven av nodeprising kan være vanskelig å innføre praktisk på grunn av vanskelig modellering, men en tilnærmelse til nodeprising anses som en potensiell god løsning for effektiv nettdrift som det anbefales å utrede for mulig implementering i Norden.
Det er en bred enighet i litteraturen om at dagens markedsløsninger er utdaterte
samtidig som det ikke er enighet om hvilke problemer som er mest trykkende, og hvilke løsninger som er mest passende. Det er mye forskning på delproblematikk i
kraftsystemet, men markedet er såpass komplekst at forfatter mener problemer og løsninger ikke kan bli separert fra hverandre og suboptimalisert. Det er viktig å se på helheten, noe som er forsøkt gjort i denne oppgaven.
Figur 1: Oversikt over utfordringene slik den er strukturert i denne oppgaven
Utfordringer for kraftsystemet i Norden
1) Sikre langsiktig ressurstilstrekkelighet
Manglende prisinsentiver
2) Sikre kortsiktig stabilitet
Frekvenskvalitet og aleksibilitet
Tilstrekkelig reservekapasitet
Tilstrekkelig rotasjonsenergi
3) Sikre effektiv nettbruk
Ineffektiv allokering Fornybar energi Integrering og
harmonisering med Europa
Abstract
A political decision to subsidize renewable energy and a clear turn towards a more harmonized and integrated pan-European power system form the basis for new
challenges for the power system. The renewables has a special characteristic that does not fit well with today's power market, which was designed for conventional and centralized power stations. Particularly important is forecasting uncertainty, electrical decoupling from the network frequency and low marginal costs. Subsidies provide the foundation for a hybrid market with a "two-stage competition" where renewables first competes for subsidies, and then competes in the energy market against conventional players, who must receive full earnings in the energy market alone. At the same time, an even closer integration of power systems across Europe is being implemented through harmonization of rules and the development of power transmission lines between countries. This combined with the higher penetration of renewables leads to increasing and frequent fluctuations that cause greater system uncertainty.
With this in mind, a literature survey has been conducted to carry out a comprehensive treatment of the challenges. The aim is to identify the main challenges for the Nordic region and identify market design proposed in the literature to meet these challenges.
Statnett and NVE are responsible for market design in Norway and their publications are a natural starting point for the literature study. It has been found that their
treatment of the challenge is often partial. This assignment is based on their analyzes, but has also searched international publications to analyze the problem and find
available market solutions. The goal is a comprehensive treatment of a complex system, with recommendations for further work. This paper has identified three challenges for today's power system; Ensure long-term resource availability, short-term stability and efficient use of the transmission system.
Long-term resource adequacy is threatened by lack of price incentives for players who offer important production resources to the market, while many countries on the continent are increasingly expected to cover their power deficit with imports. This paper identifies market solutions like capacity and strategic reserves to meet the challenge, but these solutions have trouble delivering resource adequacy in an efficient manner. This paper therefore recommends continuing to monitor development and seeking common European solutions that avoid national power systems optimized for each country, but not as whole.
Short-term stability is threatened by major power fluctuations and a shift in production technology that offers less rotational energy and controllable power generation. This paper focuses on frequency quality challenged by both structural and stochastic
imbalances. At the same time, an efficient inelastic demand for households is identified, which means that the production side must account for the majority of flexibility, although the technical potential of consumer flexibility is high. In order to meet the
structural and stochastic imbalances, this paper recommends continuing the work of implementing 15-minute resolution in the energy market and exploring the possibility of a minute resolution. Another solution that is recommended to follow is continuous ramping on the HVDC-cables connecting countries, as investigated by ENTSO-E. With services such as smart metering and Elhub, the time might be right to exploit potential consumer flexibility through time-of-use pricing or power tariffs for households, and it is recommended to continue working on addressing challenges and solutions for the best possible use of this potential flexibility.
Efficient use of the transmission system is challenged by larger and more frequent fluctuations while the current area division is too rough to reflect the true value of the resources where they are located. Statnett must also estimate available leased lines before market clearance, which offers efficiency challenges. Solutions addressed in this assignment that it is recommended to continue with are flow-based market linking and nodal pricing. Flow-based market link introduces a simple networking model in Nord Pool's Market clearance algorithm, which provides a better decision-making basis for efficient use of the system. Nodal pricing divides the network into nodes instead of bid areas and clears the market based on more detailed information. The strictly theoretical version of nodal pricing can be difficult to introduce practically due to difficult modeling, but an approximation of nodal pricing is considered as a potentially good solution for efficient use of the transmission system and it is recommended to investigate further for possible implementation in the Nordic region.
There is a broad unanimity in the literature that current market solutions are outdated while there is no consensus on which problems are most pressing and which solutions are most appropriate. There is a lot of research on parts of the issue in the power systems, but the market is so complex that this author believes problems and solutions to be inseparable from each other. It is important to look at the whole, which has been attempted in this paper.
Innholdsfortegnelse
1. INNLEDNING ... 1
1.1PROBLEMSTILLING ... 1
1.2OPPGAVEINNDELING ... 2
1.3METODIKK ... 2
2. DAGENS MARKEDSORGANISERING ... 3
2.1NORD POOL ... 3
2.2BALANSEMARKEDET ... 5
2.3DET FINANSIELLE MARKEDET ... 7
2.4HANDELSKAPASITETER ... 8
2.5BALANSEAVREGNING ... 10
3 POLITISKE TRENDER ... 12
3.1UREGULERBAR FORNYBAR ENERGI I KRAFTMIKSEN ... 12
3.1.1 Karakteristikk uregulerbar fornybar energi ... 14
3.2INTEGRERING OG HARMONISERING MED EUROPA ... 14
3.2.1 Kraftnett og mellomlandforbindelser ... 15
4 SIKRE LANGSIKTIG RESSURSTILSTREKKELIGHET ... 17
4.1BAKGRUNN: MANGLENDE PRISINSENTIVER ... 17
4.1.1 Hybridmarked ... 18
4.1.2 Missing Money Problem ... 19
4.2MARKEDSLØSNINGER FOR Å INSENTIVERE RESSURSTILSTREKKELIGHET ... 21
4.2.1 Kapasitetsmekanismer ... 21
4.2.2 Strategiske reserver ... 22
4.2.3 Kostnadsfunksjon og ekstrabetalinger ... 23
4.2.4 Oppsummering og diskusjon ... 24
5. SIKRE KORTSIKTIG STABILITET ... 26
5.1BAKGRUNN ... 26
5.1.1 Frekvens og ubalanser ... 26
5.1.2 Rotasjonsenergi ... 28
5.1.3 Fleksibilitet ... 29
5.2MARKEDSLØSNINGER FOR Å SIKRE FREKVENSKVALITET OG FLEKSIBILITET ... 31
5.2.1 Klarering nærmere driftstime i Elspot ... 31
5.2.2 Finere tidsoppløsning kraftmarkedene ... 32
5.2.3 Kontinuerlig ramping ... 32
5.2.4 Sluttauksjon i Elbas ... 33
5.2.5 Forbrukerfleksibilitet ... 34
5.2.7 Oppsummering og diskusjon ... 37
5.3MARKEDSLØSNINGER FOR Å SIKRE TILSTREKKELIG RESERVEKAPASITET ... 38
5.3.1 Redusert budvolum i balansemarkedet og asymmetrisk budgivning ... 39
5.3.2 Balansehandel over likestrømsforbindelsene ... 39
5.3.3 RKOM nedregulering sommer ... 40
5.3.4 Oppsummering og diskusjon ... 41
5.4MARKEDSLØSNINGER FOR Å SIKRE TILSTREKKELIG ROTASJONSENERGI ... 41
5.4.1 Budspesifisering ... 41
5.4.2 Rotasjonsenergimarked ... 42
5.4.3 Oppsummering og diskusjon ... 43
6. SIKRE EFFEKTIV UTNYTTELSE AV NETTET ... 44
6.1BAKGRUNN ... 44
6.2MARKEDSLØSNINGER FOR Å SIKRE EFFEKTIVT UTNYTTELSE AV NETT ... 45
6.2.1 Flytbasert markedskobling ... 45
6.2.2 Nodeprising ... 46
6.2.3 Effekttariffer ... 47
6.2.4 Oppsummering og diskusjon ... 48
7. AVSLUTTENDE BETRAKTNINGER OG KONKLUSJON ... 49
7.1KONKLUSJON OG ANBEFALINGER TIL VIDERE ARBEID ... 51
Figurer
Figur 1: Oversikt over utfordringene slik den er strukturert i denne oppgaven ... iv
Figur 3: Grafisk fremstilling av planlagt og faktisk produksjon i driftstime. Lyseblå søyler representerer planlagt produksjon i Elspot, mens rød linje representerer faktisk produksjon i driftstime. ... 4
Figur 4: Illustrasjon av responstid for reservene og påvirkning på frekvens [13]. ... 6
Figur 5: Illustrasjon av markedssegmentene og hvordan de følger hverandre tidsmessig [17]. ... 7
Figur 6: Forenklet nettmodell med generatorer (Gx) og last (Lx) koblet sammen via transmisjonsledninger. Rød strek illustrerer en flaskehals i systemet. ... 8
Figur 7: Ved markedssplitting deles kraftsystemet inn i to budområder og flaskehalsen løses ved to forskjellige priser i de to områdene som insentiverer G1 og G2 til å produsere mer, og G3 og G4 til å produsere mindre. ... 9
Figur 8: Ved spesialregulering velger systemansvarlig regulerkraftbud fra G1 om oppregulering og G3 om nedregulering for å løse flaskehalsen. ... 9
Figur 9: Elektrisitet produsert av fornybare kilder i EU-28 fra 2004 til 2014 [28] ... 12
Figur 10: Elektrisitetsproduksjon etter kilde i Norden og EU-28 i 2013 [32]. ... 13
Figur 12: Illustrasjon av tilbud og etterspørsel i “normalsituasjon” i Europa. ... 19
Figur 13:Illustrasjon av tilbud og etterspørsel i periode med høy fornybar produksjon. 19 Figur 14: Illustrasjon av tilbud og etterspørsel i periode med lav fornybarproduksjon. . 20
Figur 15: Illustrasjon av utviklingen i frekvenskvalitet i Norden fra 2001 til 2015 [57]. 27 Figur 17: Antatt nordisk teknisk potensiale for forbrukerfleksibilitet [56]. ... 34
Tabeller
Tabell 1: Oversikt over nøkkelfakta for dagens balansemarked. ... 7Tabell 2: Avregningsmodell for produsentubalanse. ... 11
Tabell 3: Avregningsmodell for forbrukerubalanse. ... 11
Tabell 4: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer for kapasitetsmekanismer ... 22
Tabell 5: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved strategiske reserver. ... 23
Tabell 6: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved kostnadsfunksjon og ekstrabetalinger. ... 24
Tabell 8: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved klarering nærmere driftstime i Elspot. ... 32
Tabell 9: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved finere tidsoppløsning i kraftmarkedene ... 32
Tabell 10: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved kontinuerlig ramping. . 33
Tabell 11: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved sluttauksjon i Elbas ... 33
Tabell 12 Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved Time-of-use pricing ... 35
Tabell 13: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved real-time pricing. ... 36
Tabell 14: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved critical-peak pricing. ... 36
Tabell 15: Oppsummering av generelle hovedstyrker og utfordringer ved forbrukerfleksibilitet. ... 37
Tabell 16: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved redusert budvolum og asymmetrisk bud. ... 39
Tabell 17: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved balansekraft over
likestrømsforbindelsene. ... 40
Tabell 18: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved produkt RKOM nedregulering sommer. ... 40
Tabell 19: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved budspesifisering og krav for rotasjonsenergi. ... 42
Tabell 20: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved rotasjonsenergimarked. ... 43
Tabell 21: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved flytbasert markedskobling. ... 45
Tabell 22: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved nodeprising. ... 47
Tabell 23: Oppsummering av hovedstyrker og utfordringer ved effekttariffer. ... 48
Tabell 24: Oppsummering av relevante markedsløsninger for Norden. ... 50
1. Innledning
Kraftsystemet i Norden og Europa står ovenfor store utfordringer med
klimaforandringene som sentral premissleverandør for politiske trender. EU har mål om 20% fornybar andel av totalt forbruk innen 2020 og 37% innen 2030. Som et ledd i å nå disse målene har myndigheter over hele EU introdusert subsidier for fornybar
kraftproduksjon. I Norden har Norge og Sverige inngått en felles støtteordning gjennom elsertifikater med samlet mål om ny fornybar produksjon på 28,4 TWh innen år 2020.
Dette fører til at uregulerbar fornybar energi (UFE) som vind- og solkraft står for en stadig større andel av kraftmiksen, og med det følger det nye utfordringer for systemet.
UFE har en karakteristikk som skiller seg fundamentalt fra de tradisjonelle termiske kraftverkene som mye av europeisk produksjon tradisjonelt er basert på [4]:
• Prognoseusikkerhet: Levert effekt er til enhver tid væravhengig.
• Kostnadsstruktur: Lave kortsiktige marginalkostnader, høyere kapitalkostnader.
• Lav kapasitetsfaktor: Langsiktig tilgjengelig har sesong- og døgnbasert variasjon.
• Desentralisert: UFE utvikles gjerne der ressurstilgangen er størst, og ikke nødvendigvis der etterspørselen er størst.
• Elektrisk frikoblet frekvensen: Sol- og vindkraft har ikke synkrongeneratorer som er koblet til resten av systemet via felles frekvens.
Samtidig jobber EU-kommisjonen for å etablere et felles indre elektrisitetsmarked i EU gjennom et stadig mer integrert kraftsystem og harmonisert regelverk. Et mer integrert europeisk kraftsystem med mer kraftutveksling både innad i Norden, og til resten av Europa kombinert med høy penetrasjon av UFE fungerer som en katalysator for eksisterende utfordringer samtidig som det bringer med seg noen nye.
Norge er en del av det nordiske synkronområdet sammen med Sverige, Finland og øst- Danmark (Sjælland). Det betyr at vi har felles frekvens og i stor grad er bundet sammen om de samme utfordringene som finnes i systemet. Synkronområdet er i særstilling med en stor andel regulerbar vannkraftproduksjon, men med stadig tettere integrering med resten av Europa kan vi ikke se på systemet som separat fra utfordringene som finnes på kontinentet.
1.1 Problemstilling
Med dette bakteppet tar denne oppgaven sikte på å identifisere de viktigste utfordringene og mulige markedsløsningene for fremtidens kraftsystem i Norden.
Oppgavefokus er på hvordan Norden kan utvikle seg for å møte utfordringene og beholde posisjonen som et relativt velfungerende marked. Målet er å gi en oversiktlig innføring i den største utfordringene og designmuligheter til morgendagens
kraftsystem, ikke tilby et dypdykk i samtlige problemer. Problemstillingen oppsummeres som følgende:
Hvilke markeds- og nettutfordringer synliggjøres i Norden som et resultat av større andel uregulerbar fornybar kraft i et stadig mer integrert europeisk kraftsystem, og hvilke designløsninger foreslås i litteraturen for å møte de?
1.2 Oppgaveinndeling
Oppgaven starter med kapittel 2 og 3 som danner bakgrunnen for oppgaven som del 1. I kapittel 2 beskrives dagens markedsorganisering. Døgn-, intra-, balanse- og det
finansielle markedet beskrives og dagens design oppsummeres. Videre forklares også hvordan overføringskapasiteter i nettet settes, og balanseavregning etter driftstime blir avgjort. I kapittel 3 behandles de politiske trendene som er bakgrunnen for denne oppgaven; stadig høyere andel UFE i nettet og tettere integrering med Europa. Viktig karakteristikk for UFE og utenlandskabler introduseres for å forstå hvordan de påvirker systemet.
Kapittel 4 – 6 behandler de tre utfordringene som er identifisert på bakgrunn av litteraturstudiet; langsiktig produksjonstilstrekkelighet, kortsiktig stabilitet og effektiv nettbruk. Kapitlene starter først med identifisering av bakgrunn for problemene før markedsløsninger introduseres. Markedsløsningene er delt opp i delkapitler som alle avsluttes med en tabell som oppsummerer viktigste styrker og utfordringer ved hver løsning. Til slutt avsluttes kapitlene med en diskusjonsdel. I kapittel 5 som omhandler kortsiktig stabilitet er problemstillingen i tillegg delt inn i tre delutfordringer, men kapittelstrukturen er lik som de andre.
Etter at utfordringene og designmuligheter er introdusert avsluttes oppgaven med kapittel 7 hvor relevant designmuligheter blir oppsummert i en tabell og anbefalinger for videre arbeid gitt.
1.3 Metodikk
Utgangpunktet for litteraturstudiet er relevant publikasjoner fra NVE1 og Statnett2 fra år 2000 og fremover for å identifisere hovedproblemer slik de blir oppfattet av organene som er ansvarlig for markedsdesignet i Norge. Oppgaven er naturlig avgrenset av
utgangspunktet i nevnte institusjoners behandling av problemstillingen, men har videre blitt komplimentert gjennom en utvidet litteraturundersøkelse. Google Scholar har blitt brukt som søkemotor for å finne utfyllende litteratur på identifiserte problemstillinger ved å søke på nøkkelord som ”power markets”, ”electricity market design” og ”europe electricity market”. Oppsummeringer og konklusjoner baserer seg ikke på simuleringer, men forfatters gjennomgang og analyse av kildematerialet.
1 Publikasjoner NVE: https://www.nve.no/om-nve/publikasjoner-og-bibliotek/publikasjoner/
2 Publikasjoner og prosjektrapporter Statnett: http://www.statnett.no/Samfunnsoppdrag/Forskning-og- utvikling/Resultater/Publikasjoner/ , http://www.statnett.no/Samfunnsoppdrag/Forskning-og-
utvikling/Resultater/Prosjektrapporter/
2. Dagens markedsorganisering
Etter energiloven av 1990 ble kraftmarkedet i Norge liberalisert og et fritt marked for kjøp og salg av elektrisitet etablert. Bakgrunnen for dereguleringen var at det tidligere politisk styrte systemet førte til overinvesteringer og ineffektivitet [5] [6]. Fra å være sentralisert og sterkt kontrollert fikk man et engrosmarked med prissensitive
markedsaktører som i teorien sikrer tydelige prissignaler for forbruk og produksjon.
Høye priser i markedet gir prisinsentiver til ny produksjonskapasitet, mens lave priser forhindrer unødvendige nyetableringer. Markedet innebefattet stadig et større område, og innen 2002 var markedet integrert med det svenske, finske og danske.
I dag har vi tre hovedmarkeder for fysisk kraft i Norden i tillegg til det finansielle:
• Elspot (døgnmarked)
• Elbas (intradagmarked)
• Balansemarkedet
Nord Pool organiserer Elspot og Elbas for Norden, mens Statnett SF i samarbeid med de nordiske systemansvarlige organiserer balansemarkedet. I følgende delkapitler
beskrives de viktigste bestanddelene av disse markedene før kapittelet avsluttes med å behandle hvordan handelskapasiteter settes og ubalanser avregnes.
2.1 Nord Pool
Nord Pool er markedsorganisator for døgnmarkedet Elspot og intradagmarkedet Elbas.
Elspot er et engrosmarked der aktører sender inn bud (MW/time) med netto tilbud eller etterspørsel for hvert budområder senest kl. 12:00 dagen før driftstime. Budene
aggregeres til tilbuds- og etterspørselskurver hvor markedskrysset gir systemprisen for en spesifikk time. Markedet klareres med uniform pris for alle aktører som har bydd til gitt systempris eller under. Systemprisen er prisen som hadde blitt realisert hvis det ikke fantes overføringsbegrensninger i kraftnettet. Siden det eksisterer
overføringsbegrensninger er markedet delt inn i forskjellige budområder basert på landegrenser og flaskehalser i nettet. Det er systemansvarlig som bestemmer denne områdeinndelingen. Norge er i dag delt inn i fem prisområder, se figur 2 for oversikt over relevante budområder slik de ser ut i dag.
Figur 2: Dagens områdeinndeling i Nord Pool [1].
Systemansvarlig setter tilgjengelig overføringskapasitet (se kapittel 2.4) mellom budområdene dagen før drift, så markedsaktører vet om disse begrensningene mellom områdene før de gir bud i Elspot. Elspot bruker det som kalles implisitt auksjon for å håndtere disse begrensningene. Med implisitt auksjon blir flytbegrensningene mellom prisområder kombinert med budene i Elspot i en optimeringsmodell som søker å maksimere samfunnsøkonomisk overskudd gitt begrensningene [7]. Ved hjelp av prisdifferensiering sørger auksjonen for at elektrisiteten flyter fra områder med overskudd av produksjon til områder med underskudd. I områder med for liten produksjon og importkapasitet til å dekke etterspørselen ved systempris, blir prisene høyere for å stimulere til økt produksjon og/eller lavere forbruk. På samme måte vil områdeprisen bli relativt lavere i prisområde med kraftoverskudd og en
markedsløsning oppstår. Denne markedsklareringsalgoritmen kalles Coordinated Net Transfer Capacity (CNTC).
Elspotprisene publiseres kl. 13:00 dagen før levering og forplikter aktører som får tilslag til å levere til avtalt tid og sted. Aktører har likevel en vis fleksibilitet i og med at de leverer netto bud, og kan justere egen produksjon og forbruk i et budområde for å balansere egne forpliktelser ved en hendelse. Innen kl. 19:00 dagen før levering må aktører levere produksjonsplaner til Statnett, men disse kan også endres frem til 45 minutter før driftstime.
Elbas er intradagmarkedet i Nord Pool. Intradagmarked betyr at markedet kjøre samme dag som varen skal leveres. Dette tilbyr aktørene en mulighet til kontinuerlig handel for å møte produksjonsforpliktelsene. Handel gjøres døgnkontinuerlig inntil en time før levering og klareres pay-as-bid3. Kontrakten er fysisk levering og dekker Norden, Baltikum, Tyskland og Benelux. Det finnes tilsvarende markeder som Elspot og Elbas over hele Europa, som i denne oppgaven får fellesbetegnelsen energimarkeder.
Figur 3: Grafisk fremstilling av planlagt og faktisk produksjon i driftstime. Lyseblå søyler representerer planlagt produksjon i Elspot, mens rød linje representerer faktisk produksjon i driftstime.
3 Pay-as-bid: Aktører betaler/får betalt for budet de har gitt til kjøp/salg, og klareres fra markedet.
2.2 Balansemarkedet
Systemansvarlig har ansvar for at produksjon og forbruk alltid er i balanse til enhver tid.
Forstyrrelser i denne balansen fører til uønskede frekvensforstyrrelser (se kapittel 5).
For å være forberedt på hendelser som fører til slike ubalanser har systemansvarlig tilgang til systemtjenester som delvis er markedsbaserte, og delvis vedtaksbaserte. De markedsbaserte behandles her som balansemarkedet, og kalles også reserver.
Selv om markedet skaper likevekt i planfasen i Nord Pool vil systemet kontinuerlige være utsatt for påvirkninger som værrelaterte forbrukssvingninger, utfall av
produksjonsanlegg eller utfall av nettkomponenter [8] som kan forstyrre balansen.
Balansering refererer til situasjonen etter at energimarkedene har stengt, og aktiveres etter behov. Balansemarkedet deles inn etter responstid, og heter primær-, sekundær- og tertiærreserver.
Primærreserver er spinnende reserver anskaffet av systemansvarlig for å motvirke avvik i balansen. Primærreserven er delt opp i grunnleveranse alle produsenter må levere, og en markedsbasert løsning kalt Frequency Containment Reserves (FCR).
Grunnleveransen er bestemt av en maksimal statikkinnstilling4 for kraftprodusenter.
Dette sikrer en distribuert minimumsleveranse av primærreserver fra elle roterende masser i systemet [9].
Den markedsbaserte primærreserven FCR er delt inn i reserver for normaldrift (FCR-N) og for forstyrrelser (FCR-D). Med et frekvensavvik på ±0,1 Hz fra 50 Hz starter FCR-N automatisk for å forhindre større avvik. Ved frekvens under 49,9 blir FCR-D aktivert.
FCR anskaffes på et kapasitetsmarked med uniform pris i hvert prisområde.
Minimumsbud er 1 MW og full aktiveringstid (FAT) er 30 sekunder. Bare symmetriske bud (både opp- og nedregulering) er akseptert for FCR-N, og bare oppreguleringsbud er akseptert for FCR-D. Det finnes et uke- og et døgnmarked der ukebud må leveres fredag kl. 13:00 før relevante uke og budfrist for døgnmarkedet er kl. 18:00 dagen før
leveranse[9].
Sekundærreserver er spinnende reserver i nettet med litt lenger aktiveringstid enn primærreserver. De kalles automatic Frequency Restoration Reserves (aFRR) og
hovedmålet er å hente tilbake frekvensen til 50 Hz etter at primærreserven har reagert på en hendelse, så primærreservene blir frigjort til å håndtere nye hendelser. aFRR kan være en konsument eller produsent som automatisk regulerer forbruk/produksjon ved behov. Siden 2013 har aFRR vært anskaffet nasjonalt i Norge, men et nytt felles nordisk marked er under utvikling, og skal være klart til oppstart i 2018. I denne oppgaven beskrives de viktigste trekkene ved dette felles markedet, slik det foreløpig er beskrevet [10], sammen med de andre reservene i tabell 1.
4 Statikk: Momentan effektreserve i en elektrisk generator. Angis i prosent av generatorens merkeeffekt.
Tertiærreserver kalles også regulerkraft, og benyttes til to hovedformål. Det første er frekvensregulering i likhet med primær- og sekundærreserver, men med lengre aktiveringstid med opp mot 15 minutter FAT. Det andre formålet er for å håndtere regionale og mellomnasjonale flaskehalser ved å holde kraftoverføringen innenfor akseptable grenser [11]. Størrelse på tertiærreserven er bestemt gjennom den nordiske systemdriftavtalen Nordic System Operation Agreement (SoA) og er lik
dimensjonerende feil for sitt delsystem. Dimensjonerende feil i Norge er 1200 MW, men det er satt et særegent norsk krav om ytterligere 500 MW for håndtering av større ubalanser [12].
Figur 4: Illustrasjon av responstid for reservene og påvirkning på frekvens [13].
Tertiærreserver er delt inn i to markeder, regulerkraftmarkedet (RKM) og
regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM). RKM er felles for det nordiske kraftsystemet der budene aktiveres etter samme modell som Nord Pool, med pris som første kriteria så lenge det ikke oppstår flaskehalser. Minimum varighet for bud er en time og tilbys i MW med budfrist kl. 21:30 dagen før leveranse. Nye bud eller korreksjoner av tidligere bud må være innsendt Statnett senest 45 minutter før hver driftstime [14].
RKOM er et kapasitetsmarked i Norge hvor tilbydere får betalt for å garantere at de deltar i RKM. Det er delt inn i RKOM-sesong og RKOM-uke. I RKOM-sesong handles det i opsjoner med varighet for vintersesongen (oktober – april), hvor behovet er størst. Både produksjon og forbruksutkobling kan tilbys i begge markeder. Behovet prøves og volum settes i forkant av hver sesong og uke [15].
Tabell 1: Oversikt over nøkkelfakta for dagens balansemarked.
Primærreserver Sekundærreserver Tertiærreserver
FCR-N FCR-D aFRR mFRR RK mFRR RKOM
Balanserer Frekvensavvik Frekvensrestorering Energibalanse
Aktivering ± 0,1 Hz < 49,9 Hz Pro-rata Manuelt
Aktiveringstid FAT 30 sek. FAT 2 min. FAT 15 min.
Størrelse 214 MW 354 MW ~300 MW 1700 MW
Retning Symmetrisk Opp Asymmetrisk Asymmetrisk Opp
Klarering Uniform pris Pay-as-bid Uniform pris
Budstørrelse Min. 1 MW Multipler av 5 MW Min. 10 MW Min. 1 MW
Markedsperiode Døgn og uke Døgn Døgn Døgn Uke og sesong
Produktstørrelse 1 time / timer 1 time per ISP Kvarter og time Timer Handels-stopp Døgn: 18:00 D-1 20:00 D-2 21:30 D-1 Uke: fredag før
I tillegg til nevnte markeder kjøper Statnett tilgang til effekt gjennom bilaterale avtaler som er langsiktige avtaler mellom Statnett og leverandører.
2.3 Det finansielle markedet
Det er en nær sammenheng mellom de fysiske kraftmarkedene og det finansielle markedet. Gjennom det finansielle markedet får aktørene mulighet til å handle med kraftderivater for prissikring og risikostyring på mellomlang sikt. I det finansielle markedet medfølger det ingen krav om fysisk levering og tekniske begrensninger i nettet blir ikke tatt hensyn til. Dette fører til at aktører kan delta i markedet og en høyere likviditet som gir en god indikasjon på hva den fremtidige kraftprisen vil bli [16]. Derivatene som handles er forwards, futures, opsjoner og Contract for Difference (CfD). CfD er produkter for perfekt sikring i det finansielle markedet som forwards og futures ikke kan gi. Forwards og futures er basert på systempris, mens CfD reflekterer markedets antagelse om prisforskjell mellom systempris og områdepris.
Figur 5: Illustrasjon av markedssegmentene og hvordan de følger hverandre tidsmessig [17].
2.4 Handelskapasiteter
I Norge er det Statnett som bestemmer tilgjengelig overføringskapasitet i kraftledninger mellom budområdene i Nord Pool. Denne kalles netto overføringskapasitet:
𝑁𝑇𝐶=𝑇𝑇𝐶−𝑇𝑅𝑀
NTC: netto overføringskapasitet (Net Transfer Capacity) TTC: total overføringskapasitet (Total Transfer Capacity) TRM: pålitelighetsmargin (Total Realiability Margin).
TRM er vanligvis en administrativt satt grense [18] som skal ta hensyn til utilsiktede avvik som kan skje i den fysiske strømflyten. TTC er den maksimale mulige
overføringskapasiteten mellom to områder gitt sikkerhetsstandarder og
systemansvarligs kraftflytanalyse. Analysen gjøres gjennom en modell hvor faktorer som temperatur, vær, mulige brudd i nettverket, import/eksport, lastgrenser,
koblingsbildet og geografisk plassering av produksjon og forbruk er viktige parametere [19]. Målet er å maksimere overføringskapasitet tilgjengelig for døgnmarkedet samtidig som man opprettholder leveringssikkerhet hvis enkeltkomponenter skulle falle ut (N-1 kriteriet).
Handelskapasitet mellom budområdene for hver time kommende dag blir offentliggjort av Statnett kl. 10:00. Ved handelsstopp i Elspot kl. 12:00 bruker Nord Pool NTC som begrensninger i sin markedsklarerende algoritme. Hvis det oppstår en begrensning mellom ønsket overføring i markedet og NTC, representerer det en flaskehals. Det oppstår da forskjellig pris mellom de to områdene som forklart i delkapittel 2.1. Denne markedsklareringen beskriver ikke bare Norge, men også mange europeiske markeder [18].
Flaskehalshåndtering er en viktig del av å sette handelskapasiteter. I det nordiske markedet er det to hovedmetoder for flaskehalshåndtering, markedssplitting og spesialregulering [20]. La oss se på et forenklet kraftsystem i figur 6 for å forklare forskjellene mellom de. Her har generator 1 og 2 høyere marginalkostnader enn
generator 3 og 4, så de priser seg høyere i markedet. Handelskapasiteten mellom last 2 og generator 3 er begrenset og representerer en flaskehals i systemet.
Figur 6: Forenklet nettmodell med generatorer (Gx) og last (Lx) koblet sammen via transmisjonsledninger.
Rød strek illustrerer en flaskehals i systemet.
Markedssplitting er å dele markedet inn i flere budområder for å reflektere flaskehalsene bedre. Budområdene fastsettes i dag av Statnett etter vurdering av hvor i nettet det forventes store overføringsbegrensninger over en lengre periode [21]. Se figur 7 for hvordan en slik markedssplitting kan se ut.
Figur 7: Ved markedssplitting deles kraftsystemet inn i to budområder og flaskehalsen løses ved to
forskjellige priser i de to områdene som insentiverer G1 og G2 til å produsere mer, og G3 og G4 til å produsere mindre.
Spesialregulering er når Statnett beordrer produksjon opp eller ned utenom
prisrekkefølge i RKM. Ved spesialregulering velger systemansvarlige relevante bud i regulerkraftmarkedet på hver sin side av en intern flaskehals i et budområde så produksjon økes på underskuddsiden og senkes på overskuddsiden [22]. Men hvis budområdene reflekterer flaskehalsene på en god måte vil behovet for slike
spesialreguleringer reduseres.
Figur 8: Ved spesialregulering velger systemansvarlig regulerkraftbud fra G1 om oppregulering og G3 om nedregulering for å løse flaskehalsen.
Når det oppstår flaskehalser, oppstår det også flaskehalsinntekter for systemansvarlig.
Flaskehalsinntekter er inntekter som oppstår når kraft overføres mellom områder med forskjellig kraftpris. Disse inntektene fordeles likt mellom systemansvarlige på hver side av flaskehalsen, og går tilbake til investeringer i nettet. Systemansvarlig har også andre virkemidler for flaskehåndtering, som produksjonstilpasning, benyttelse av systemvern eller forandring av koblingsbildet [21].
Det er systemansvarlig som eier overføringsrettighetene i nettet. Overføringsrettigheter er rettighetene til å overføre elektrisitet (MW) på en overføringslinje i en gitt
tidsperiode. I det nordiske synkronområdet gir ikke de systemansvarlige ut
overføringsrettigheter eksplisitt, de gjøres tilgjengelige for markedet gjennom implisitte auksjoner i Nord Pool. Alternativt kan systemansvarlig eksplisitt utgi rettighetene i form av finansielle Transmisjonsrettigheter (FTR) eller fysiske transmisjonsrettigheter (PTR).
FTR er rene finansielle produkter for hedging av prisforskjeller mellom prisområder.
PTR gir rettigheten til en markedsaktør for å bruke en fysisk kapasitet (MW) over en gitt periode. De fleste systemansvarlige gir ut FTR på grenseovergangene sine [23].
2.5 Balanseavregning
Balanseavregningen i Norden ble fra 1. Mai 2017 felles for Norge, Sverige og Finland.
Avregningen håndteres av sSett Oy som er et felles selskap eid av de berørte
systemansvarlige [24]. Balanseavregning handler om hvor vidt en balanseansvarlig aktør (BRP) har vært i balanse i forhold til levert produksjonsplan. For å få tilgang til engrosmarkedet i Norden må Balanseavtale underskrives og frister overholdes.
Produksjonsplan må leveres kl. 19:00 dagen før driftsdøgnet, og oppdatert
produksjonsplan senest 45 minutter før driftstime. Bud til RK-markedet og bilaterale avtaler må også rapporteres senest 45 minutter før driftstime. Når en aktør går inn i en driftstime, men ser at han ikke kan innfri forpliktelsene sine må han kjøpe eller selge i intradagmarkedet for å komme i balanse. Hvis aktøren ikke gjør det og det blir ubalanse mellom rapportert volum og faktisk volum medfører det kostnader for systemansvarlig i form av balanseringskostnader. BRP er finansielt ansvarlig for ubalanser i sin portofolio, så denne kostnaden overføres til BRP. Prising av ubalanser foregår i to separate
ubalanser, en for produksjon, og en for forbruk og handel.
Oppgjøret for produsenter følger et toprissystem, der avvik som går mot
systembalansen straffes. Dersom systemet er i underskudd og en produsent produserer mer enn meldt i produksjonsplan vil aktøren bli betalt spotpris for sin overskuddskraft. I motsatt tilfelle vil en produsent som produserer mindre enn meldt i produksjonsplan bli avkrevd RK-pris for å dekke kostnaden av underskuddet som systemansvarlig må
besørge. Ved oppregulering er RK-pris vanligvis høyere enn spotpris så produsenten blir dermed straffet for å være i ubalanse. I motsatt tilfelle med system i overskudd og behov for nedregulering vil produsenter som har produsert for mye i forhold til
produksjonsplan få betalt RK-pris, mens aktører som har produsert for lite må betale spotpris. I dette tilfellet er RK-pris lavere enn spotpris, og aktøren som motvirker systembalansen straffes. Det vil si at BRP får den dårligste prisen av de to uansett, noe som er ment som et insentiv for BRP til å overholde sine produksjonsplaner [25]. Se tabell 2 for avregning.
Tabell 2: Avregningsmodell for produsentubalanse.
Produsentubalanse Systemunderskudd Systemoverskudd Underbalansert Får RK-pris Får Spotpris Overbalansert Betaler Spotpris Betaler RK-pris
Forbrukere følger et en-prissystem, der RK-prisen er gjeldende uavhengig om de går med eller mot systembalansen, se tabell 3 for avregning.
Tabell 3: Avregningsmodell for forbrukerubalanse.
Forbrukerubalanse Systemunderskudd Systemoverskudd Underbalansert Får RK-pris Får RK-pris Overbalansert Betaler RK-pris Betaler RK-pris
3 Politiske trender
Politikk er avgjørende premissleverandør for kraftsystemet. I dette kapittelet behandles det forfatteren anser som de to viktigste trendene for kraftsystemet; subsidiering av fornybar energi og en stadig utvikling av det felleseuropeiske indre
elektrisitetsmarkedet.
3.1 Uregulerbar fornybar energi i kraftmiksen
Med bakgrunn i klimakrisen og behovet for å redusere klimagassutslipp fra fossile energikilder er det satt i gang støtteordninger for å fasilitere en omlegging fra fossilt til fornybar energi. Spesielt viktig lovgivning er EUs fornybardirektiv 2001/77/EC som fremmer elektrisitet produsert av fornybar energi i det indre markedet. I det nyeste forslaget til det reviderte direktivet fastsettes et bindende mål på minst 27%
fornybarandel i forbruket for EU samlet innen 2030 [26]. Støtteordninger som Feed-in tariffer, Feed-in Premium, kvotepliktighet eller grønne sertifikater er de tradisjonelle instrumentene myndigheter har for å nå målene. Felles for de er at de gir produsentene en ekstra inntektskilde så fornybar energi kan konkurrere med de tradisjonelle
teknologiene på pris.
I 2014 ble 27,5% av total elektrisitetsproduksjon i EU levert av fornybare kilder. Samme året kom 86% av nyinstallert effekt fra fornybar energi, og det er niende året på rad hvor fornybar energi stod for over 55% av nyinstallert kapasitet [27]. Vindkraft, solkraft og bioenergi er de største driverne for skiftet [28]. Se figur 9 for utviklingen i EU-28 fra 2004 til 2014.
Figur 9: Elektrisitet produsert av fornybare kilder i EU-28 fra 2004 til 2014 [28]
Norge er bundet til EUs klimamål gjennom EØS-avtalen. For å bidra til økt fornybar kraftproduksjon har derfor Norge i samarbeid med Sverige innført en felles
støtteordning med elsertifikater, ofte omtalt som grønne sertifikater. Samlet mål for ny produksjon er 28,4 TWh innen år 2020. Norge er ansvarlig for finansieringen av 13,2 TWh, og Sverige 15,2 TWh av målet, uavhengig av hvor produksjonen er lokalisert. Per 1. Januar 2017 er det satt i drift og godkjent anlegg med normalårsproduksjon på 17,8 TWh [29].
Samtidig som fornybar energi får en stadig viktigere posisjon i kraftsystemet går atomkraft en usikker tid i møte. Atomkraft er en viktig grunnlastleverandør. Av ulike grunner har enkelte land bestemt seg for å slutte med atomkraft, mens andre fortsetter utbyggingen. Per i dag har Sverige tre atomkraftverk med samlet effekt på 9102 MW som står for ca. 40% av landets elektrisitetsproduksjon. Innen utgangen av 2020 er 2260 MW planlagt pensjonert, og det foreligger foreløpig ingen konkrete planer om å erstatte disse. Finland har i dag fire operative atomkraftverk som i 2015 leverte 33,8%
av elektrisitetsproduksjonen deres. Et nytt atomkraftverk på 1400 MW er under bygging og forventes å være ferdigstilt innen 2018. I tillegg er det søkt om godkjennelse av ytterligere et atomkraftverk, som det forventes at yndighetene skal behandle innen 2018 [30]. Tyskland har besluttet å fase ut all atomkraft innen 2020. Det vil si at 10 728 MW fases ut, noe som er tilsvarende ca. 14% av elektrisitetsproduksjonen i Tyskland.
Selv om trenden mot stadig høyere andel fornybar energi synes å være tydelig [27, 31], ser elektrisitetsmiksen i Norden og EU veldig forskjellige ut. Den største forskjellen ligger i andel fossil- og vannbasert kraftproduksjon. I Norden kommer over 50% av produksjonen fra vannkraft, mens stilsvarende tall bare er 13% i EU. I EU er det fossile brennstoff som dominerer med 48%, mens det kun står for 12% i Norden. Dette
påvirker også hvordan markedet burde designes, noe som behandles i følgende kapitler.
Figur 10: Elektrisitetsproduksjon etter kilde i Norden og EU-28 i 2013 [32].
3.1.1 Karakteristikk uregulerbar fornybar energi
Med stadig større utbygging av fornybar energi blir noen markedsutfordringer
tydeliggjort, mens nye problemer dukker opp. Vind- sol- og elvekraftverk uten reservoar har spesiell karakteristikk som kan være krevende for markedsintegrering [4]:
1. Effektusikkerhet: tilgjengelig effekt er til enhver tid avhengig av værforhold, som naturligvis varierer. Langsiktig tilgjengelighet har sesong- og døgnbasert
variasjon.
2. Prognoseusikkerhet: det er vanskelig å nøyaktig forutse tilgjengelig effekt i fremtiden. Prognoseusikkerhet gjør produksjonsplanlegging vanskelig og feilaktige produksjonsprognoser øker [33].
3. Kostnadsstruktur: UFE har ikke brenselskostnader og har generelt lave/null kortsiktige marginalkostnader5. Samtidig er gjerne investeringskostnadene høyere, noe som er motsatt av tradisjonelle teknologier[34]. Denne
kostnadsstrukturen fører til svært forskjellige utgangspunkt for aktørene i markedet.
4. Lav kapasitetsfaktor6: UFE leverer full effekt en liten del av året, så det er vanskelig å beregne deres bidrag til ressurstilstrekkelighet. Selv om det installeres et høyt antall MW med UFE, vil de ikke produsere en tilsvarende mengde MWh som tilsvarende termiske kraftverk gjerne gjør.
5. Desentralisert. UFE utvikles gjerne der ressurstilgangen er størst, og ikke nødvendigvis der etterspørselssentrene er.
6. Elektrisk frikoblet: Sol- og vindkraft har ikke synkrongeneratorer som er koblet til resten av systemet via felles frekvens, men er gjerne koblet via en inverter.
Konsekvensen av en stadig høyere andel UFE i kraftmiksen er større variasjon og usikkerhet rundt produksjon. Netto last7 i systemet varierer med levert effekt som på grunn av prognoseusikkerhet er vanskelig å forutse. Hvis vinden eksempelvis slutter å blåse i et vindkraftintensivt kraftsystem kan det føre til stor variasjon i netto last fra et øyeblikk til det neste.
3.2 Integrering og harmonisering med Europa
Historisk har de europeiske elektrisitetssystemene vært bygget opp av selvstendige nasjonale system, med mellomnasjonale forbindelser for utveksling av kraft i
krisesituasjoner. EU har introdusert energipakker fra 1996 og frem til i dag for å sikre konkurranse, energisikkerhet og samfunnsøkonomisk overskudd gjennom et felles internt europeisk elektrisitetsmarked (European Internal Market – EIM) [35] [26]. Som et ledd i å nå målet har Europakommisjonen promotert ”Target Model” for
elektrisitetsmarkeder for å fasilitere grensefri handel over hele Europa.
5 Kortsiktige marginalkostnader: løpende driftskostnader (f.eks arbeidskraft, produktinnsats) ved å produsere en enhet til [Bye – vannkraft].
6 Kapasitetsfaktor: Forholdet mellom oppnådd årsproduksjon og den produksjonen kraftverket ville ha oppnådd med konstant full ytelse gjennom hele året [SNL].
7 Netto last = last – uregulerbar produksjon + planlagt utveksling (eksport – import)
Keay [36] oppsummerer implementeringen av target model som basert på to prinsipper; energy-only regionale markeder og flytbasert markedskobling. Disse prinsippene diskuteres i kapittel 6.
Det interne europeiske markedet skal fasiliteres av blant annet ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) og utviding av mandatet til ENTSO-E (The European Network of Transmission System Operators). ENTSO-E er en sammenslutning av 41 europeiske kraftsystemoperatører som har som ansvar for å fasilitere EIM og sørge for optimal drifting av dette i henhold til EUs energipolitikk. Dette gjøres blant annet gjennom tiårsplaner for nettutvikling som gis ut hvert andre år, utarbeidelse av
nettverkskoder og fasilitering av samarbeid mellom systemansvarlige. ACER er et byrå for samarbeid mellom nasjonale reguleringsmyndigheter Det overordnede formålet til ACER er å utfylle og koordinere de nasjonale energiregulatorenes arbeid på EU-nivå, og jobbe mot et felles energimarked for elektrisitet og naturgass i EU. Som Norges
reguleringsmyndighet deltar NVE foreløpig bare uformelt i ACERs arbeidsgrupper.
For å gjennomføre EUs tredje energimarkedspakke utarbeider ENTSO-E og ACER
”Network codes” og ”Guidelines” som Norge gjennom EØS-regelverket også er bundet av. Reglene kan organiseres i tre forskjellige grupper:
• Connection Codes, som regulerer koblingskrav for produsenter og store krav samt HVDC-kabler.
• Operational Codes, som spesifiserer hvordan systemansvarlig skal operere.
• Market Codes, som skal sørge for harmonisering av de individuelle markedene i EU.
I kategorien Market Codes har det kommet tre guidelines som er spesielt aktuelt fro oppgaven: Capacity Allocation and Congestion Management (CACM), Forward Capacity Allocation (FCA) og Electricity Balancing (EB). Hovedpoenget er å innføre felles regler for intradag-, døgn- og balansemarkeder i Europa. For å fasilitere dette skal tilgjengelig grensekapasitet mellom systemansvarlige koordineres i en samlet nettmodell som inkluderer estimater av produksjon, last og nettverksstatus på timesbasis gjennom flytbasert kalkulasjon (behandles i kapittel 6). Samfunnsøkonomisk overskudd er styrende prinsipp når bud optimeres i intradag- og døgnmarkedet. FCA legger til rette for hedging gjennom opprettelsen av en felles nettmodell for fremtidig nettkapasitet.
Samtidig introduseres en fellesmetodikk for tildeling av grensekapasitet for balansering.
De felles reglene skal sikre økt konkurranse, stabilitet og leveringssikkerhet i markedet.
3.2.1 Kraftnett og mellomlandforbindelser
Som en del av integreringen mot Europa har Statnett investert i utenlandskabler. Det nordiske synkronsystemet er tilkoblet resten av Europa via flere likestrømsforbindelser
(HVDC8-kabler). I dag er det installert 1700 MW til Danmark og 700 MW til Nederland.
Samtidig er det tatt investeringsbeslutning på 1400 MW til England og 1400 MW til Tyskland som er planlagt ferdigstilt i henholdsvis 2020 og 2021. Mellom det nordiske synkronsystemet og kontinentet er det i dag totalt 7940 MW tilgjengelig kapasitet [37].
Grunnlaget for investeringer i mellomlandsforbindelser er sammensatte, men kan oppsummeres som følgende [38, 39]:
• Økt forsyningssikkerhet med mulighet for import av strøm til rimelig pris ved stram kraftsituasjon i Norge.
• Økt verdiskapning for Norge fordi vi får mer igjen for kraften når vi har overskudd av den.
• Tilrettelegging for å øke produksjon og forbruk av fornybar energi
• Mer forutsigbar forsyningssituasjon og pris gjennom året og mellom ulike år.
For å ivareta driftssikkerhet er det i dag satt flytendringsrestriksjoner med maksimal hastighet på 30 MW/min per forbindelse. Flytendringer skal gjøres innenfor 10
minutter på hver side av timeskift, noe som gir en flytendring på maksimalt 600 MW per timeskift per forbindelse. Dette kalles rampingrestriksjoner og er bestemt i den
nordiske systemdriftavtalen [40].
For systemdriften er det tydelige utfordringer knyttet til utenlandsforbindelser. Den viktigste er hurtigere og større flytendringer som fører til større usikkerhet for systemet [31]. Karakteristikken til UFE gjør at flere aktører optimaliserer portofolioen sin
nærmere driftstimen noe som fører samtidig til større handel over kablene.
Usikkerheten til UFE kombinert med økt handel fører til større og hyppigere
flytforandringer i Europa med tilhørende utfordringer som blir introdusert i kapittel 5.
8 HVDC: High Voltage Direct-Current
Figur 11: Illustrasjon over gjennomførte (grå) og planlagte (blå) HVDC-kabler i Norden [3].
4 Sikre langsiktig Ressurstilstrekkelighet
Den første hovedutfordringen for det Nordiske kraftsystemet som er identifisert i denne oppgaven er langsiktig ressurstilstrekkelighet. Ressurstilstrekkelighet defineres som tilfredsstillende tilgjengelighet av produksjonsressurser for å møte lasten i nettet. Da grunnlaget for dagens marked ble lagt bestod kraftsystemet i stor grad av nasjonale og sentraliserte kraftsystem som sikret sin egen leveringssikkerhet. Gjennom
dereguleringen av elektrisitetsmarkedet fjernet man myndighetenes mulighet til å direkte sikre tilstrekkelige ressurser og kapasitetsmargin9.
Med UFE blir sammenhengen mellom installert effekt og levert energi usikker. Både vindkraft og solkraft har lav kapasitetsfaktor som kan variere betydelig fra år til år, så det er usikkert hvor mye de bidrar til kapasitetsmarginen. Det finnes per i dag ingen felles enighet om hvor mye installert kapasitet av forskjellige typer teknologi man må ha for å sikre tilstrekkelig produksjon i Norden [3], men analyse av Statnett konkluderer med at det i 2030 vil være perioder med for lite produksjon i nettet til å dekke
etterspørselen [39].
Samtidig har integreringen med resten av Europa konsekvenser for hvordan myndigheter tenker om leveringssikkerhet. En studie av ENTSO-E avdekket at en økende andel av landene i EU planlegger å stole på import for å dekke
produksjonskravene sine. Også i Norden viser analyser en økt gjensidig avhengighet mellom de nordiske landene, og ut til det europeiske kontinentet. Resultatet er at framtidens kapasitetsmarginer utfordres [3].
4.1 Bakgrunn: manglende prisinsentiver
Det bakenforliggende problemet er at det utdaterte markedsdesignet gir manglende prisinsentiver nødvendige for at markedet skal levere langsiktig ressurstilstrekkelighet.
I dette kapittelet behandles først prissetting og prisdrivere i EU og Norden før to viktige prinsipp behandles i de neste delkapitlene.
Marginalprisen i markedet i EU varierer over tid. Ifølge Joskow [41] er det tre grunner til det:
1. Etterspørselen varierer
1. Lagring er uøkonomisk for de fleste formål
2. Den optimale elektrisitetsmiksen for å balansere tilbud og etterspørsel er en kombinasjon av ulike teknologier med ulike kostnadsstrukturer.
Prissetter i markedet er svært ofte kull eller gass, så råvare- og forurensningskostnader er avgjørende for kraftprisene . I Norge og Norden som i stor grad har en
vannkraftbasert elektrisitetsmiks foregår prissettingen litt annerledes. De variable
9 Kapasitetsmargin: differansen mellom tilgjengelig produksjonskapasitet og forbruk.
kostnadene til vannkraft er svært lave, og innsiget av vann kan lagres. I utgangspunktet skulle man tro at vannkraft alltid kjørte som grunnlast, men på grunn av reservoarene har vannet en alternativverdi ved at det kan lagres og produseres på et annet tidspunkt.
For å få mest mulig ut av vannverdien optimaliseres produksjonen innen de begrensningene som ligger i vannkraften. De tre viktigste begrensningene er total vannmengde, reservoarkapasitet og produksjonskapasitet som sammen prissettes, og det oppstår skyggepriser som benyttes til optimal disponering av vannet [16].
Reservoarene brukes til å lagre vann så det kan selges i perioder med høyere verdi. Alle produsenter prøver å optimalisere sin verd slik. Med store lagringsmuligheter utjevnes prisene over tid, men med begrensninger i innsig og magasinkapasitet vil vi også få prisforskjeller over tid. Dette skiller seg fra resten av Europa der termiske kraftverk, og i en viss grad UFE dominerer.
4.1.1 Hybridmarked
UFE sin kostnadsstruktur med høyere investeringskostnader og lavere
marginalkostnader enn tradisjonelle teknologier gir noen nye utfordringer for
markedet. Selv om utviklingen i teknologiene er stor, når de generelt ikke nettparitet10 uten subsidier. Siden det er politisk vilje for å bære disse ekstrakostnadene på grunn av de positive eksternalitetene ved å erstatte tradisjonelle kraftprodusenter med fornybare er resultatet det Roques [42] kaller et hybridmarked.
Et hybridmarked kjennetegnes med ”to-stegs konkurranse”. Det er først en konkurranse om å være med i markedet via fornybarsubsiduering etterfulgt av en konkurranse om å delta i energimarkedet. Problemet er at de subsidierte teknologiene og de tradisjonelle teknologi konkurrerer i samme energimarked med ulikt utgangspunkt og ulik
påvirkning på kraftsystemet (behandles i kapittel 5). Tradisjonell teknologi må skaffe full inntjening i energimarkedet, mens fornybar teknologi får ekstra inntjening utenfor markedet i tillegg. Mekanismer som subsidiering av fornybar energi og
kapasitetsmarkeder er en markedsinnblanding som fører til ineffektivitet.
Denne bevegelsen mot et hybridmarked er et produkt av myndigheters innblanding i produksjonsmiks og behov for å garantere leveringssikkerhet. Så lenge klimapolitikken står er det vanskelig å se en vei utenom denne bevegelsen, noe som også fører til et behov for justeringer i markedsdesign. Det trengs klare prosedyrer får å minimalisere risiko knyttet til usikkerhet rundt markedet for å ikke ha en uheldig effekt på
investeringer.
10 Nettparitet: teknologi kan produsere elektrisitet til samme eller lavere energikostnad over levetiden (LCOE) som prissettende aktør i markedet.
4.1.2 Missing Money Problem
I likhet med Nord Pool opererer de fleste energimarkedene i Europa med
marginalbasert uniform prissetting. Økonomisk teori forteller oss at aktører i kortsiktig perspektiv er villig til å produsere så lenge de dekker kortsiktige marginalkostnadene.
Ulike teknologier og generasjoner av disse har ulike marginalkostnader som danner en aggregert tilbudskurve i energimarkedet (se figur 12). I de fleste perioder vil
markedsprisen (p0) for elektrisitet være på relativt lave nivåer, definert av marginalkostnadene til midrange- eller grunnlastkraftverkene.
Figur 12: Illustrasjon av tilbud og etterspørsel i “normalsituasjon” i Europa.
I et slikt marked vil UFE by veldig lavt i energimarkedet for å sikre markedsdeltagelse.
Med en signifikant andel slike aktører vil en ny type teknologi med lavere
marginalkostnad enn tidligere bli prissettende i markedet (se figur 13). Effekten kalles merit order og konsekvensen er reduserte energipriser (p1) for alle markedsaktører. I tillegg kommer konsekvensen av redusert solgt volum for kraftverk som balanserer mellom å være ute og inne i markedet, som igjen går ut over inntjeningsmulighetene til slike kraftverk.
Figur 13:Illustrasjon av tilbud og etterspørsel i periode med høy fornybar produksjon.
I andre perioder kan produksjonen av UFE gå ned og topplastkraftverk bli prissettende (se figur 14). I dette eksempelet er etterspørselen høyere (q1). Hvis spotprisen da reflekterer samlede kostnader for å opprettholde en fortjeneste på slike kraftverk fungerer knapphetsprisingen. Utfordringen kommer når det settes et administrativt pristak (p3) i markedet som ikke reflekterer den estimerte prisen konsumenter ville vært villige til å betale for unngått leveringsbrudd (Value of Lost Load)[43, 44]. Med priser som ikke reflekterer kostnadene forhindrer man inntjeningsmuligheter for topplastkraftverk, noe som truer opprettholdelsen av slike kraftverk samt investering i nye.
Figur 14: Illustrasjon av tilbud og etterspørsel i periode med lav fornybarproduksjon.
I litteraturen heter det ”Missing Money Problem” når energimarkedet ikke gir tilstrekkelige investeringsinsentiver i kraftsystemet. De vanligste grunnene sitert i litteraturen er lave engrospriser, utilstrekkelig knapphetsprising, inadekvat godtgjørelse av systemtjenester og prisskjermede konsumenter[4, 6, 45-47]. De to siste punktene diskuteres i neste kapittel.
På lang sikt er deltagelse i markedet bestemt av tilfredstillelse av investeringskriteriet11. Aktører må få både driftskostnader og kapitalkostnader dekket, noe som er vanskeligere i et marked sterkt påvirket av merit order effekten. Hvis aktørene ikke får dekket totale kostnader fører dette i ytterste konsekvens til nedleggelse av produksjonsfasiliteter og manglende tilstrømming av nye aktører. Aktører som sitter på investeringer i kraftverk som sliter med fallende lønnsomhet har behov for mye omstendigheter for at de skal
11 Investeringskriteriet: Nåverdien av samlede kontantstrømmer må være større enn null.
y: produksjonskapasitet [kWh]
k: kapitalutlegg per enhet ny kapasitet [kr/kWh]
d: marginale driftskosnader [kr/kWh]
p: energipris [kr/kWh]
i: rente
𝑁𝑉= 𝑝𝑦−𝑑𝑦 1+𝑖 !!
!
!!!
−𝑘𝑦
fortsette å levere systemtjenestene som fleksibilitet og reaktiv effekt som systemet er avhengig av [4].
Missing Money Problem var et kjent fenomen før UFE tok en relevant markedsandel, men fornybar energi fungerer som en katalysator på problemet. På grunn av
hybridmarkedet konkurrerer ikke tradisjonelle kraftverk og UFE på samme premisser med like inntjeningsmuligheter. På grunn av subsidiene har UFE også insentiv til å produsere strøm i perioder med null- eller negative priser. Subsidier for levert fornybar effekt er uavhengig av energimarkedet og gir ingen insentiver for fornybaraktørene til å handle i kraftsystemets interesse. Effekten er at mens markedsprisen synker, øker de underliggende kostnadene [47]. I Norden er den økende andelen uregulerbar energi, spesielt om sommeren og i perioder med høy vanntilførsel i reservoarer, en viktig driver for synkende priser.
4.2 Markedsløsninger for å insentivere ressurstilstrekkelighet
I dag har vi et energy-only marked i Norden. Det betyr at kraftmarkedet selv finner den langsiktige markedsbalansen mellom forskjellige produksjonsteknologier, energilagring og forbrukerfleksibilitet. I et energy-only marked forventes det at aktører som tilbyr kapasitet får sin inntjening dekket gjennom knapphetsprising. At markedet ikke greier å tilby tilfredsstillende knapphetspriser kan føre til stor prisvolatilitet og i ytterste
konsekvens blackouts.
4.2.1 Kapasitetsmekanismer
Kapasitetsmarkeder arbeider i tandem med energimarkeder for å sikre nok kapasitet i kraftsystemet. Utgangspunktet for et kapasitetsmarked er at det finnes en markedssvikt som gjør at knapphetsprisingen ikke fungerer tilfredsstillende. Spesielt manglende forbrukerfleksibilitet og medfølgende uelastisk etterspørsel er et stort problem [48].
Kraftprodusenter kan uansett ha en verdi for systemet med å tilby fleksibilitet, og derfor har man kapasitetsmarkeder [47].
Et kapasitetsmarked sørger for at fremtidens ressursbehov blir møtt ved å tilby en ekstra inntekt på toppen av energimarkedsprisen aktører ellers får i bytte mot å opprettholde nåværende kapasitet eller investere i ny. En vesentlig forskjell mellom energy-only eller kapasitetsmarkeder handler om kontroll på kapasitetsmarginene i døgnmarkedet, spesielt i anstrengte perioder. I et energy-only marked er det ingen administrativ kontroll, og det er mer utsatt for kortsiktige svingninger i kraftprisen. Det er i dag 13 EU-land som har ulike former for kapasitetsbetaling [6].
I USA har PJM og ISO New England store kapasitetsmarkeder for å møte ressurskravene i regionene. Priser settes gjennom auksjon i $/MW-dag eller $/kW-måned. Bud på eller under markedsklarering får kapasitetsbetaling for å være tilgjengelig, og for levert effekt når de blir aktivert i topplastperioder [49]. Et viktig poeng er at
